Assessment of postcombustion carbon capture technologies for power generation

A significant proportion of power generation stems from coal-combustion processes and accordingly represents one of the largest point sources of CO₂ emissions worldwide. Coal power plants are major assets with large infrastructure and engineering units and an operating life span of up to 50 years. Hence, any process design modification to reduce greenhouse gas emissions may require significant investment. One of the best options to utilize existing infrastructure is to retrofit the power station fleet by adding a separation process to the flue gas, a practice known as postcombustion capture (PCC). This review examines the recent PCC development and provides a summary and assessment of the state of play in this area and its potential applicability to the power generation industry. The major players including the various institutes, government, and industry consortia are identified along with flue gas PCC demonstration scale plants. Of the PCC technologies reviewed, amine-based absorption is preeminent, being both the most mature and able to be adapted immediately, to the appropriate scale, for power station flue gas with minimal technical risk. Indeed, current commercial applications serve niches in the merchant CO₂ market, while a substantial number of smaller scale test facilities are reported in the literature with actual CO₂ capture motivated demonstrations now commencing. Hybrid membrane/absorption systems, also known as membrane contactors, offer the potential for the lowest energy requirements, possibly 10% of current direct scrubbers but are at an early stage of development. Other methods being actively pursued as R&;D projects include solid absorbents, solid adsorbents, gas membrane separators, and cryogenic separation. The variety and different maturities of these competing technologies make technical comparison largely subjective, but useful insights could be gained through the development and application of econometric techniques such as ‘real options’ within this context. Despite these limitations, it is clear from this review that amine scrubbing is likely to be adapted first into the existing power station fleet, while less mature technologies will grow and become integrated with the development of future power stations.     

膜分离捕集燃煤电厂烟气CO2过程优化设计

全球CO₂的排放量不断升高,导致气候问题频发。“双碳”目标下,如何高效、低成本地捕集燃煤电厂烟气CO₂已经成为迫在眉睫的问题。传统的化学吸收法由于能耗高、成本高、溶剂易挥发等问题严重制约了其发展,而膜法碳捕集因为其操作简单、能耗低、环境污染小等优势被认为是最有前景的捕集方式。本文以PI中空纤维膜为分离膜,建立和求解了气体分离膜模型。并以燃煤电厂烟气CO₂为捕集目标,利用多岛遗传算法求解了膜分离捕集CO₂工艺的不同配置,并优化了分离过程中的关键参数(膜面积、操作压力)。结果显示：在二级膜分离工艺中,二级一段膜分离工艺的第一级膜和第二级膜操作压力分别为5.8 bar和7.1 bar,第一级膜和第二级膜的面积分别为448000 m²和180000 m²时,单位捕集成本为27.36 USD/t CO₂。与二级二段膜分离以及其他几种传统的CO₂捕集方法(MEA法、相变吸收法)相比,二级一段膜分离捕集CO₂的捕集成本和能耗均最小。本研究将为CO₂捕集实现低能耗和低成本化提供依据。     

不同CO2捕集技术的CO2耦合绿氢制甲醇工艺研究

大量的化石燃料燃烧导致温室气体排放增加,全球气候变暖。世界各国以全球协约的方式减排CO₂,我国也由此提出“碳达峰·碳中和”目标。CO₂捕集以及转化制液体燃料和化学品是双碳目标下行之有效的碳减排措施之一,不仅可以实现CO₂的资源化利用,同时也缓解了国家能源安全问题。本文以燃煤电厂烟气CO₂捕集和CO₂合成甲醇为研究对象,分析了基于四种不同CO₂捕集技术的CO₂耦合绿氢制甲醇工艺。对四种不同CO₂捕集技术的CO₂制甲醇工艺进行了严格的稳态建模和模拟,分析和比较了不同CO₂捕集技术情景下的CO₂制甲醇工艺的技术和经济性能。结果表明,MEA、PCS、DMC和GMS情景的单位甲醇能耗分别是7.81、5.48、5.91和4.66 GJ/ t CH₃OH,GMS情景的单位能耗最低,其次是PCS情景,但随着更高效相变吸收剂的开发,PCS情景的单位甲醇产品的能耗将降低至2.29~2.58 GJ/t CH₃OH。四种情景的总生产成本分别是4314、4204、4279和4367 CNY/ t CH₃OH,PCS情景的成本最低,更具有经济优势。综合分析表明PCS情景的性能表现最好,为可用于燃煤电厂最佳的碳捕集技术,为CO₂高效合成燃料化学品提供方向,缓解化石燃料短缺和环境污染问题。     

不同CO2捕集技术的CO2耦合绿氢制甲醇工艺研究

大量的化石燃料燃烧导致温室气体排放增加,全球气候变暖。世界各国以全球协约的方式减排CO₂,我国也由此提出“碳达峰·碳中和”目标。CO₂捕集以及转化制液体燃料和化学品是双碳目标下行之有效的碳减排措施之一,不仅可以实现CO₂的资源化利用,同时也缓解了国家能源安全问题。本文以燃煤电厂烟气CO₂捕集和CO₂合成甲醇为研究对象,分析了基于四种不同CO₂捕集技术的CO₂耦合绿氢制甲醇工艺。对四种不同CO₂捕集技术的CO₂制甲醇工艺进行了严格的稳态建模和模拟,分析和比较了不同CO₂捕集技术情景下的CO₂制甲醇工艺的技术和经济性能。结果表明,MEA、PCS、DMC和GMS情景的单位甲醇能耗分别是7.81、5.48、5.91和4.66 GJ/ t CH₃OH,GMS情景的单位能耗最低,其次是PCS情景,但随着更高效相变吸收剂的开发,PCS情景的单位甲醇产品的能耗将降低至2.29~2.58 GJ/t CH₃OH。四种情景的总生产成本分别是4314、4204、4279和4367 CNY/ t CH₃OH,PCS情景的成本最低,更具有经济优势。综合分析表明PCS情景的性能表现最好,为可用于燃煤电厂最佳的碳捕集技术,为CO₂高效合成燃料化学品提供方向,缓解化石燃料短缺和环境污染问题。     

基于热流逸效应的燃煤电厂烟气二氧化碳分离系统

分离捕集CO₂是实现“双碳”目标的重要途径之一。常规的CO₂分离方法普遍能耗较高,若能以余(废)热为动力来分离CO₂则可综合利用能源、降低能耗。本文针对高碳排放但却拥有丰富余(废)热资源的燃煤电厂,提出了一种基于热流逸效应的烟气CO₂分离系统,并建立了相应的分离过程数学模型和系统性能评价指标。分析表明,CO₂的浓度和回收率均随热流逸式气体分离器串联级数的增加而升高,但浓度和回收率达到某一阈值后效果不再明显;典型的1000MW燃煤电厂烟气经该系统中串联的24级分离器处理后,CO₂的物质的量分数最高可达98.89%,回收率达72.53%。此外,该系统可梯级利用烟气的余热,?效率为64.8%,单位能耗为0.047GJ/tCO₂,与传统CO₂分离方法相比具有一定节能潜力。利用热流逸效应分离CO₂符合当下净零碳排放的政策导向,为CO₂的分离捕集提供了新思路。     

二氧化碳在双极膜电渗析系统中溶解吸收过程的研究

在二氧化碳捕集、利用和封存（CCUS）技术中,海水固碳技术绿色环保、安全可靠,具有很好的发展前景。其中,双极膜电渗析法海水固碳技术的关键之处在于二氧化碳在系统中的溶解吸收。考察了结晶器中添加晶种、通气体系成分、模拟烟道气流量、双极膜电渗析装置的电流密度对海水固碳过程中二氧化碳溶解吸收效果的影响,结果表明：系统外加晶种、模拟烟道气作为通气体系时更有利于二氧化碳在双极膜电渗析系统中的溶解吸收,促进碳酸钙生成。在上述基础上,随着模拟烟道气流量的增加,二氧化碳的比吸收速率降低,二氧化碳在溶液中大部分转化成碳酸氢根,碳酸根和碳酸钙的生成速率则会降低;随着电渗析装置电流密度的提高,碳酸氢根、碳酸根和碳酸钙的生成速率均会随之提高。该研究为酸性气体在双极膜电渗析系统中溶解吸收和矿化利用提供了指导。     

烟气胺法CO2捕集技术进展与未来发展趋势

全球气候变化是目前世界面临的严峻问题之一,CO₂等温室气体的过量排放是导致全球气候变暖的主要原因。碳捕集、利用和封存(CCUS)是现阶段解决全球气候变暖的必要手段,基于有机胺的化学吸收法因捕集效率高、烟气适应性好,成为目前燃煤燃气电厂捕集CO₂的关键技术路径。本文详细介绍了胺法CO₂捕集技术的基本原理及胺法CO₂捕集技术工艺流程,分析了新型吸收剂的开发、节能技术的优化等降低胺法CO₂捕集技术再生能耗和成本的关键手段。结合研究现状以及烟气胺法CO₂捕集需求,对其未来的发展趋势进行展望。     

Integrated adsorption and absorption process for post-combustion CO2 capture

This study explored the feasibility of integrating an adsorption and solvent scrubbing process for post-combustion CO₂ capture from a coal-fired power plant. This integrated process has two stages: the first is a vacuum swing adsorption (VSA) process using activated carbon as the adsorbent, and the second stage is a solvent scrubber/stripper system using monoethanolamine (30 wt-%) as the solvent. The results showed that the adsorption process could enrich CO₂ in the flue gas from 12 to 50 mol-% with a CO₂ recovery of >90%, and the concentrated CO₂ stream fed to the solvent scrubber had a significantly lower volumetric flowrate. The increased CO₂ concentration and reduced feed flow to the absorption section resulted in significant reduction in the diameter of the solvent absorber, bringing the size of the absorber from uneconomically large to readily achievable domain. In addition, the VSA process could also remove most of the oxygen initially existed in the feed gas, alleviating the downstream corrosion and degradation problems in the absorption section. The findings in this work will reduce the technical risks associated with the state-of-the art solvent absorption technology for CO₂ capture and thus accelerate the deployment of such technologies to reduce carbon emissions.     

Review of solvent based carbon-dioxide capture technologies

Currently, a large proportion of global fossil fuel emissions originate from large point sources such as power generation or industrial processes. This trend is expected to continue until the year 2030 and beyond. Carbon capture and storage (CCS), a straightforward and effective carbon reduction approach, will play a significant role in reducing emissions from these sources into the future if atmospheric carbon dioxide (CO₂) emissions are to be stabilized and global warming limited below a threshold of 2 °C. This review provides an update on the status of large scale integrated CCS technologies using solvent absorption for CO₂ capture and provides an insight into the development of new solvents, including advanced amine solvents, amino acid salts, carbonate systems, aqueous ammonia, immiscible liquids and ionic liquids. These proposed new solvents aim to reduce the overall cost CO₂ capture by improving the CO₂ absorption rate, CO₂ capture capacity, thereby reducing equipment size and decreasing the energy required for solvent regeneration.     

湿法脱硫净烟气中的细颗粒物对膜吸收CO2的影响

在使用膜吸收装置脱除燃煤电厂尾气中二氧化碳的实际应用中,膜吸收二氧化碳系统装配于湿法烟气脱硫系统(WFGD)出口是最适宜的选择。经过湿法脱硫的烟气中含有一定量的细颗粒物,这些颗粒物可能会影响膜的性能,因此有必要揭示细颗粒物对膜吸收二氧化碳的影响。本文采用模拟实验装置,选取飞灰、硫酸钙、硫酸铵3种颗粒物,考察了它们对聚丙烯(PP)中空纤维膜吸收二氧化碳的影响。结果表明:3种颗粒物通过膜组件时,均会在膜表面沉积,导致二氧化碳脱除效率下降;膜吸收二氧化碳的性能与颗粒物沉积程度呈负相关;3种颗粒物对膜吸收二氧化碳的影响程度从大到小依次为硫酸钙、硫酸铵、飞灰;颗粒物在膜表面沉积后很难被气体反吹,这会使膜基本失效。     

燃煤净烟气中共存杂质对膜法捕集CO2影响现状

膜法捕集CO₂是现役燃煤电厂碳减排的重要手段之一，在实际应用中膜法捕集系统通常适合安装在湿法脱硫系统下游，鉴于脱硫净烟气中的颗粒物及气态污染物难以完全脱除，同时水汽接近饱和状态，气相中的共存杂质以及吸收液组分与膜及膜材料相互作用，会对膜法捕集CO₂性能造成严重影响。本文综述了烟气中共存气态、颗粒物组分及液相吸收剂对膜分离、膜吸收宏观性能、膜微结构及材质的影响，以及燃煤脱硫净烟气环境下膜法捕集CO₂长期运行性能及变化规律的研究现状，指出了抑制膜失效的技术方法，以期为突破膜法捕集CO₂技术发展的瓶颈，实现膜的稳定高效运行提供参考。     

新型太阳能辅助碳捕集技术进展综述与性能比较

近年来,CO₂捕集技术正在从定向分离的单一过程向同步存储或利用的集成过程快速过渡。这种发展趋势也对太阳能辅助碳捕集的集成形式提出了更高的要求。本文综述了化学链燃烧、水合物法和热化学循环三种新型太阳能辅助碳捕集技术,从辅助方式、操作条件和性能等方面展开深入分析。围绕理想分离最小功和二次定律效率两个参数,对新技术和传统技术进行了性能评价和对比。结果说明了对于CO₂体积分数在5%～20%的混合气体,吸收法和热化学循环法的二次定律效率较高,发展较为成熟,而水合物法的分离最小功最小,理论上较易实现分离。新型太阳能辅助碳捕集技术可促进碳产品的生产,为全球碳循环的搭建完成了重要的一环。     

富氧燃烧烟气净化工艺研究进展

随着工业的快速发展,化石燃料消耗与日俱增,造成了大量温室气体CO₂的排放,全球气候变化形势不容乐观。为了减少CO₂排放,需要对高浓度CO₂进行捕获、利用与封存,而富氧燃烧技术能有效实现碳捕集,是目前最具潜力的碳减排技术之一。富氧燃烧过程中,SO_x、NO_x、Hg等污染物以及惰性气体的存在不利于碳的捕集与封存。烟气中各成分浓度会对管道运输、地质储存和提高采收率(EOR)产生影响,介绍了烟气中CO₂及各种杂质浓度的不同标准,系统综述了国内外脱硫、脱硝、脱汞和惰性气体脱除以及联合脱除技术的研究进展。脱硫部分除介绍传统脱硫技术外,重点描述了富氧燃烧烟气中CO₂气氛对SO_x脱除的影响以及加压条件下SO₂的转化与去除。发现CO₂气氛下SO₂的吸收速率相比N2气氛有所降低,且SO₂吸收过程中临界pH发生变化。脱硝部分重点描述了氧化吸收法脱硝技术以及加压条件下NO的氧化机理,并对高压下NO的氧化动力学进行阐述。随着压力的增加,NO氧化速率常数呈先下降后上升的趋势,且证明了反应器压力对液体夹带率的影响比较显著。总结了Hg脱除技术中不同烟气成分对Hg氧化的影响,HCl与Cl2起到了明显的促进作用。对活性炭进行改性,增加孔结构比表面积以及吸附剂表面的活性位点,提高Hg的脱除效率。介绍了惰性气体的净化技术,主要采用变压吸附方法来吸附和解吸附,降低了CO₂气流中惰性气体去除的成本,实现一部分惰性气体再次循环回到锅炉中,提高CO₂的捕获。重点讨论了在烟气压缩液化系统中的联合脱除技术,有效利用压缩过程条件将SO_x、NO_x、Hg分别以硫酸、硝酸、Hg(NO₃)₂形式协同去除,随着压力的增加,SO_x与NO_x去除效率提高,有利于SO₄^-2、NO₃^-、HADS和HAMS(N-S化合物)的生成,同时也导致了N2O生成量增多。证明了Hg与NO₂是气相反应,提出了高压下NO₂与Hg反应产物的不确定性。简单介绍了低温碳捕集技术,有潜力取代洗涤器和其他烟气处理方法,但目前还缺乏可行性的研究。未来需对不同压力下NO氧化速率常数的变化趋势进行解释,高压下NO_x与SO_x联合脱除的产物以及NO₂与Hg的反应产物进行分析。     

微藻生物固碳法在煤电碳减排应用的研究进展

概述了煤电碳排放及烟气碳减排技术发展现状,从藻种选育、光反应器开发、产业化模式探索三方面阐述了微藻固碳技术的研究进展,分析对比了平板式、管式、垂直柱式光生物反应器的工程化应用的适用性,进一步探讨了耦合烟气减排、污水处理、微藻能源和藻体大宗产品的微藻商业化减排模式,展望微藻固碳在煤电减排工程化应用中广阔的前景。     

耦合膜分离的新型CO2低温捕集系统性能优化

CO₂捕集作为温室气体排放控制的有效手段已成为重要研究课题。作为新兴捕集技术之一,低温CO₂捕集因产品纯度高、无附加污染等优势受到关注。然而,该技术能耗和捕集率对于气体中CO₂浓度十分敏感,对于高CO₂浓度气体可获得较高的CO₂捕集率和较低能耗水平。基于此,本文提出了耦合膜分离的新型CO₂低温捕集系统,通过膜材料选择渗透性实现待捕集气体CO₂浓度主动调控,并在最优浓度下进行CO₂低温捕集。首先基于不同传统低温捕集系统特点,对比分析了不同耦合系统模式,从而确定了最优耦合系统结构。针对最优耦合系统进行了运行参数优化,并分别基于实现系统捕集能耗最低与捕集率最高的目标,获得了膜渗透侧CO₂浓度与进气CO₂浓度间的关系式,为该耦合系统中膜组件选型提供指导。研究表明,本文提出的耦合系统捕集能耗为1.92MJ/kgCO₂,相比于传统单一低温系统捕集能耗可降低16.5%。     

煤/生物质流态化富氧燃烧的CO2富集特性

流化床富氧燃烧是具有重要应用前景的燃烧中碳捕集技术。为更深入认识固体燃料的流态化富氧燃烧行为,构建了微型流态化反应-质谱联用实验系统,反应器直径10 mm,燃烧温度700～900℃,探索了基于在线质谱分析的流态化燃烧过程特性表征方法,以烟煤和花梨木为对象,研究了煤、生物质及其混合物在富氧气氛和流态化条件下的燃烧行为,重点考察了氧浓度、燃烧温度、煤与生物质质量比对CO₂谱峰曲线形态、反应总时间、起始反应时刻、烟气中富集CO₂体积分数、颗粒燃烧产生CO₂量、CO₂相对生成率等特性的影响。结果表明,在O₂/CO₂燃烧气氛下,随着氧体积分数增加,燃烧总反应时间缩短,颗粒燃烧产生的CO₂量和生成速率均增加,但烟气中富集的CO₂体积分数减小;提高燃烧温度,缩短了燃烧过程所需的时间,可以促进CO₂的富集,烟气中CO₂浓度、颗粒燃烧产生的CO₂量和生成速率均增加;生物质比例增大,起始反应时间提前,燃烧反应所需总时间减少,烟气中富集的CO₂浓度和颗粒燃烧产生的CO₂均减少,但CO₂生成速率增加。     

CO2化学吸收系统污染物排放与控制研究进展

CO₂化学吸收技术因其捕集效率高、技术相对成熟和适应性好,是目前最具工业应用潜力的CO₂捕集技术,然而,CO₂化学吸收系统在使用吸收剂捕集烟气中CO₂的同时,部分吸收剂及其降解产物随烟气排出,不仅增加吸收剂损耗,且在大气中进一步反应生成强致癌物硝胺和亚硝胺。因此,有必要对CO₂化学吸收系统污染物排放进行有效控制。目前,通常通过调节系统运行参数、使用污染物控制手段对污染物进行控制,但缺乏普适性的控制方法,还未建立污染物排放的控制目标值。介绍了CO₂化学吸收系统污染物的3类排放形式,包括物理夹带、气体和气溶胶,其中气溶胶具有较高的排放量且难以被传统方式控制;梳理了研究机构测量到的排放情况,不同规模的CO₂化学吸收系统普遍具有较高的排放量;分析了气溶胶生成生长机理,气溶胶排放主要通过非均相成核产生,依赖于凝结核的存在和过饱和的环境;基于试验和模拟2种方法综述了烟气凝结核、贫液进口温度、贫液负荷、烟气CO₂含量等因素对气溶胶主导的有机胺排放影响。简要介绍了对降解产物排放的研究,包括氧化降解和热降解;最后对当前污染物排放控制手段的控制效果及优缺点进行了总结。传统水洗方法能有效控制有机胺气态排放,传统除雾器对大粒径气溶胶颗粒控制效果好,但对小颗粒脱除效率低。湿式电除尘、蒸汽注入、干床等方法虽有一定脱除效果,但成本较高。酸洗能解决氨气排放问题,但难以回收有机胺。胶质气体泡沫法对气溶胶脱除效率高,但缺乏工业级研究。未来对于污染物的排放需要开发新型控制手段,这一手段既要有效减少气相和气溶胶形式的污染物排放,又要控制工业投资成本,这将成为建立先进碳捕集工艺系统的关键环节。     

膜法碳捕集技术——研究现状及展望

碳捕集是实现CO₂减排的重要技术手段之一。在众多碳捕集技术中,膜分离技术具有操作简单、能耗低、环境污染小等优势,吸引了广泛关注。完整的膜法捕集CO₂技术研究链条包括膜材料开发、分离膜规模化制备、膜组件研制和膜分离工艺及装置的设计建造。本文针对膜法碳捕集技术链的四个环节,总结对比了国内外技术水平和研究进展,分析了碳捕集膜从实验室研究到工业放大的瓶颈问题,并对本文作者课题组在各个技术环节所积累的研究成果进行了综述。在此基础上,对进一步提高膜法碳捕集技术水平的研究方向进行了展望。     

限碳背景下燃煤电厂对策分析与电化学催化还原技术进展

分析了目前CO₂减排的压力和趋势,以电化学催化还原为技术核心,结合燃煤排放特点,对电化学体系进行了优选,提出限碳背景下燃煤电厂的减排策略。在缓解日益严峻的CO₂减排和温室效应问题的同时,将大体量废弃的CO₂转化为具有利用价值的产品是碳捕集与利用的必由之路。对CO₂电化学催化还原技术的过程原理进行简要阐述,围绕电极、电解质、CO₂溶解性、反应器形式进行讨论,结合电化学催化还原技术特点和燃煤电厂结构特征,对大体量、低浓度CO₂电化学催化还原条件进行筛选,确定了以Cu基气体扩散电极-离子液体-连续式反应器为核心的基本电化学体系,进而提出燃煤电厂烟气中CO₂电化学催化还原对策,但在向实际应用转化过程中该技术仍面临非理想气源中杂质的影响、还原电流密度低引发的产物生成速率慢、电极寿命短、产物多样性伴随的分离及提纯难度大等障碍,为面向应用的技术发展指明了研究方向。     

Techno-economic comparison of three technologies for pre-combustion CO2 capture from a lignite-fired IGCC

This paper compares the techno-economic performances of three technologies for CO₂ capture from a lignite-based IGCC power plant located in the Czech Republic: (1) Physical absorption with a Rectisol-based process; (2) Polymeric CO₂-selective membrane-based capture; (3) Low-temperature capture. The evaluations show that the IGCC plant with CO₂ capture leads to costs of electricity between 91 and 120 €·MWh⁻¹, depending on the capture technology employed, compared to 65 €·MWh⁻¹ for the power plant without capture. This results in CO₂ avoidance costs ranging from 42 to 84 €·t_CO2,avoided⁻¹ , mainly linked to the losses in net power output. From both energy and cost points of view, the low-temperature and Rectisol based CO₂ capture processes are the most efficient capture technologies. Furthermore, partial CO₂ capture appears as a good mean to ensure early implementation due to the limited increase in CO₂ avoidance cost when considering partial capture. To go beyond the two specific CO₂-selective membranes considered, a cost/membrane property map for CO₂-selective membranes was developed. This map emphasise the need to develop high performance membrane to compete with solvent technology. Finally, the cost of the whole CCS chain was estimated at 54 €·t_CO2,avoided⁻¹ once pipeline transport and storage are taken into consideration.